NO A LA CONCESIÓN DEL CAMPO SACHA¡

El Frente de Defensa del Petrolero Ecuatoriano, alerta a los ecuatorianos de la intención del gobierno de Lenin Moreno de entregar a intereses extranjeros la operación y la renta del campo Sacha. Sin considerar las disposiciones legales, constitucionales, ni de rendimientos económicos para el Estado, como se aprecia en el oficio Nro. MERNNR-MERNNR-2020-1156-OF de fecha 1º de diciembre de 2020 que el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, René Ortiz, dirige al Presidente de la República en el que recomienda “autorice continuar con el concurso” para la concesión del campo Sacha, poniendo como argumentos principales la crisis económica que tiene el Estado, la supuesta baja productividad del campo Sacha. Se debe advertir que el referido concurso fue suspendido a principios del 2020, a pesar de esto, insiste “creo, que, por tiempos, no cabe un nuevo concurso (…) “De esta manera se encuentra una nueva fuente inmediata de recursos, para el alivio de la angustiosa situación fiscal”

Con absoluta responsabilidad el Frente de Defensa del Petrolero Ecuatoriano, recoge el estudio del Ing. Fernando Reyes Cisneros Mgr.  Profesional calificado en ingeniería de Petróleos tanto por su experiencia y como por la formación académica e invita a la ciudadanía a reflexionar sobre el tema de la concesión del campo Sacha para asumir la defensa del patrimonio nacional, suficientemente informado.

Seguiremos en la lucha patriótica de todos los ciudadanos de este país y de todas las organizaciones sociales que se han sumado en esta acción de defensa de los intereses del pueblo, para impedir la ejecución de políticas entreguistas de los recursos naturales no renovables, que exclusivamente benefician a sectores que hoy están en el círculo de poder y a empresas transnacionales que operan en el país, con agentes funcionales de altísimo nivel, la complicidad de los medios de comunicación y autoridades obedientes a decisiones imperiales.

Los trabajadores petroleros, los Colegios profesionales, las Federaciones de Trabajadores, diversos Colectivos ciudadanos, asambleístas, autoridades de gobiernos seccionales y amplios sectores sociales, exigen al gobierno de Moreno, que actualmente tiene el rechazo nacional, su índice de credibilidad y de respaldo es menor al 7% y que está a pocos meses de terminar su nefasto mandato, deje al futuro gobierno la decisión de tan importante tema, para el futuro del país, como es el de la concesión del campo Sacha que para el 10 de enero del 2021 su producción se situó en 70.541 barriles de petróleo por día (BPPD), con un °API de 25,6; que constituye el 14,5% de la producción petrolera nacional. Se trata de la joya de la corona y conviene recordar lo que señalo el ex ministro de Energía y Recursos Naturales No renovables de este régimen, Carlos Pérez, en entrevista del 20 de noviembre del 2019, con el diario El Universo, https://www.eluniverso.com/noticias/2019/11/20/nota/7612184/no-es-mejor-pais-monetizar-sacha “ El Ministerio de Economía tiene la necesidad de la monetización, pero yo no creo que sea lo adecuado para el país, se lo he dicho al presidente Lenín Moreno. Creo que es mejor buscar financiamiento para ese proyecto, no solo para Sacha, sino también Coca Payamino e Ishpingo. Por ejemplo, ir a la banca internacional y pedir un crédito para la inversión, que yo sé que se puede conseguir a 6 %”

NO DEBE CONCESIONARSE EL CAMPO SACHA

Por: Ing. Fernando Reyes Cisneros Mgr.

Vicepresidente Colegio de Ingenieros en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental (CIGMIPA)

1. INTRODUCCIÓN

El 25 de febrero de 1969 el Consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo exploratorio Sacha-1, en la formación Hollín a 10.160 pies de profundidad, descubrió petróleo de 29.9 °API (liviano). En julio de 1972 arrancó su producción con un promedio de 29.296 barriles de petróleo por día (BPPD). Al 31 de diciembre de 2019, las reservas probadas originales se calcularon en 1.227 millones de barriles (MMBLS) y las reservas probadas remanentes en 246 MMBLS. El petróleo original en sitio es de 5.094 MMBLS.

Luego de 48 años de vida productiva, a la fecha anotada, su producción acumulada llegó a 992,74 MMBLS. Para el 10 de enero del 2021 su producción se situó en 70.541 barriles de petróleo por día (BPPD), con un °API de 25,6 y un %BSW del 56,2 según el REPORTE PRELIMINAR DE PRODUCCIÓN DIARIA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables del 4 de enero de 2021. A partir del 1 de enero de este año es, en calidad de campo maduro, operado por la Gerencia de Exploración y Explotación, de EP Petroecuador.

Figura 1. SACHA: COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN 1972 – 2019

Fuente: Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, EP PETROECUADOR, Río Napo, Petroamazonas EP

Elaboración: F. Reyes C.

Entre 1972 y 2017 en el campo Sacha se perforaron 421 pozos, de los que 234 se encontraban en producción (56%), 7 inyectores de agua, 10 reinyectores de agua de formación, 160 se mantienen cerrados (38%) y 10 han sido abandonados. Para el 2017, la producción promedio por pozo fue de 287 BPPD. En la formación Tiyuyacu se han reinyectado alrededor de 72.066 barriles de agua por día (26 millones por año). La producción proveniente de los pozos, se la recepta en cuatro estaciones de producción: Sacha Norte 1, Sacha Norte 2, Sacha Central y Sacha Sur (Petroamazonas EP, 2017).

Cabe destacar que su administración ha pasado por cinco períodos claramente diferenciados: Petroecuador-Texaco (1972-1992), Petroproducción (1993-2008), Río Napo (2009-2015) y Petroamazonas EP (2016-2020) y EP Petroecuador (2021 en adelante).

2. PERÍODOS ADMINISTRATIVOS

2.1 CONSORCIO PETROECUADOR-TEXACO

En los veinte años de duración del contrato finalmente denominado Consorcio Petroecuador-Texaco, con esta última empresa en calidad de operadora, se produjo un volúmen de 455’797.000 barriles de petróleo (46% del total extraído hasta el año 2019) a un promedio de 22’789.850 barriles de petróleo por año (62.438 BPPD). El 95% de los ingresos económicos fueron para el Ecuador.

Tabla 1. PRODUCCIÓN ANUAL CONSORCIO PETROECUADOR-TEXACO

En noviembre de 1986, para mantener la presión e incrementar la extracción de petróleo, se dió inicio a la recuperación secundaria por inyección de agua de baja salinidad (IABS) en los yacimientos U y T de la formación Napo, con 6 y 4 pozos inyectores respectivamente a un promedio de 2.930 barriles de agua por día (BAPD) por pozo y por arena.

2.2. PETROPRODUCCIÓN

En su calidad de empresa filial del Sistema Petroecuador, en los 15 años de su gestión extrajo 282’206.000 barriles de petróleo (28% del total). Su promedio de producción anual fue de 18’813.733 barriles (51.544 BPPD). Los ingresos anuales de esta etapa, luego de haber cubierto los costos de producción, en su totalidad fueron al Estado, el que a través de Petroecuador proveía el presupuesto para cada año.

Tabla 2. PRODUCCIÓN ANUAL PETROPRODUCCIÓN

2.3. EMPRESA MIXTA RÍO NAPO

Por más de un lustro, los técnicos y analistas económicos de Petroproducción, condujeron estudios de los campos maduros, cuyos escenarios productivos evaluados, en su momento, les permitió aseverar que se mostraba muy factible el incrementar en forma sostenida los niveles de producción, en particular de Sacha, pero muy a su pesar, debido a varias circunstancias de origen político y económico, el obtener el apoyo y suficientes recursos económicos de los gobiernos de turno se mostró como su mayor reto y hasta frustración.

 Tabla 3. CAMPOS MADUROS PREDICCIÓN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Fuente: PETROPRODUCCION CAMPOS MADUROS, 2008. Presentación ppt

Adaptación: F. Reyes C.

Durante los 7 años de actividad de la fenecida empresa mixta Río Napo, se extrajeron 154’364.000 barriles de petróleo (16% del total), cuyo un promedio de anual de producción fue de 22’052.000 barriles (60.416 BPPD). Una inversión de 1.249 millones de dólares (MMU$D) generó ingresos por 2.507 MMU$D.

Innecesaria y negativa para los intereses de Estado resultó la gestión de dicha empresa, puesto que las inversiones de la empresa Petróleos de Venezuela (PDVSA) se nutrieron del cobro de la tarifa por barril extraído (U$D 17,98). De esta manera esta compañía casi sin haber puesto dinero fresco, recibió los capitales necesarios para cubrir las inversiones, costos y gastos que su 30% de participación accionaria la obligaban.

Tabla 4. PRODUCCIÓN RÍO NAPO

2.4. PETROAMAZONAS EP

Durante los 4 años de operación de PAMEP se han extraído 100’370.000 barriles de petróleo (10% del total). Su promedio de producción anual fue de 25’092.500 barriles (68.747 BPPD). En el 2017 Sacha fue el campo que mayor producción alcanzó con 24’515.320 barriles.

Tabla 5. PRODUCCIÓN ANUAL PETROAMAZONAS

Hasta julio de 2019, en los campos de la empresa pública, se tuvo en ejecución 22 proyectos IABS, con una producción de 23.962 BPPD, de los que Sacha aportó con 3.500 BPPD (14,6%). Proyectos que implican la probable incorporación de 184 MMBLS de nuevas reservas, con 64 MMBLS correspondientes a Sacha. Promisorios resultados que dan lugar para que se busque expandirlos y optimizarlos.

Figura 2. CAMPO SACHA. PRODUCCIÓN 2017

Fuente: Secretaría de Hidrocarburífera, Estadística Hidrocarburífera 2017

Adaptación: F. Reyes C.

Según PAMEP, entre 2017 y 2019 el Estado en calidad de ingresos netos recibió 15.484 millones de dólares (MMU$D), de los que Sacha generó casi el 23%.

Sus logros económicos entre 2017 y 2019 fueron:

Año 2017. Ingresos Netos = 1.024 MMU$D; Renta por barril = 42 U$D; Costo Operativo

PAM = 6,88 U$D/Barril.

Año 2018. Ingresos Netos = 1.370 MMU$D, Costo Operativo = 3,75 U$D/Barril; 22,68%

de los 6.040 MMU$D obtenidos.

Año 2019. Ingresos Netos = 1.151 MMU$D; Costo Operativo= 3,85 U$D/ Barril; 21,44% de los 5.369 MMU$D logrados por PAMEP.

¿Existe algún poderoso motivo para que el campo Sacha se lo concesione o delegue a la iniciativa privada? ¿El adelanto de U$D 1.000 millones por parte de la posible concesionaria son suficientes para que se lo haga, puesto que esa cantidad de dinero anualmente aporta Sacha al erario nacional? ¿No es suficiente la experiencia obtenida con la empresa PDVSA, cuando con inversiones de alrededor de 375 MMU$D resultantes del cobro de las tarifas, haya recibido 752 MMU$D sin el aporte de capital fresco? ¿El hecho de que según el periódico digital PRIMICIAS 16/2020 “(…) la nueva administración del Ministerio de Energía negó que los costos de producción de Sacha sean bajos, pues no existen auditorías a Petroamazonas que respalden esas conclusiones (…)” implica que la gestión de PAMEP y la información que sus estamentosdirectivos generaron fueron un cúmulo de errores, engaños e imprecisiones? ¿Al respecto qué opina la Contraloría General del Estado?

 3. ¿CONTINUARÁ SACHA EN EP PETROECUADOR O SE CONCESIONA?

Para que este despropósito acontezca se magnifica el supuesto ahorro o liquidez coyuntural que tendría el Estado por la delegación de Sacha, pero nada se opina acerca del presunto perjuicio económico que llegaría a presentar la ya escuálida renta petrolera estatal. Si se calcula que las pérdidas estatales llegarían a ser mayores a los ahorros, sería el camino menos recomendable a escoger.

El hecho de que el Estado supuestamente no cuente con los capitales suficientes para que Sacha mantenga y hasta incremente su alto nivel productivo, es una verdad a medias puesto que dicho campo aporta con más de 1.000 MMU$D al año y su costo operativo por barril no pasa de los 4 U$D (100 MMU$D por año para una producción de 70 mil barriles diarios). Es decir que el saldo neto de 900 MMU$D es más que suficiente para que se mantenga bajo la operación de EP PETROECUADOR, y continúe con las tareas programadas para el próximo año 2021, entre las que se incluyen la perforación de 10 pozos, que implicarían una inversión de 40 MMU$D.

A pesar de estas irrefutables cifras, con Oficio Nro. MERNNR-MERNNR-2020-1156-OF de fecha 1º de diciembre de 2020, René Ortiz Durán en su calidad de Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, se dirige Lenín Moreno Presidente de la República del Ecuador con el propósito de que “autorice continuar con el concurso” para la concesión del campo Sacha, poniendo como argumentos principales la crisis económica que tiene el Estado, la supuesta baja productividad del campo Sacha y la necesidad de que los escasos recursos económicos de origen petrolero se orienten a la continuación del desarrollo del campo Ishpingo del eje ITT, para lo cual sugiere que se aplique el cuestionado contrato (¡modelo exitoso para el Ministro Ortiz!) que para el Bloque 61 (Auca) se tiene con la empresa Shaya (Schlumberger), la que además de haber entregado un adelanto de 1.000 millones de dólares e incrementar la producción de petróleo (66.975 BPPD al 10 de enero de este año), el Estado debe pagarle una tarifa de aproximadamente U$D 37 por barril extraído (¡similar al establecido en el Presupuesto General del Estado 2021!), con lo que esto significa para la escuálida arca fiscal, la que sin duda alguna se tornará más crítica si se llegaría a entregar el campo Sacha.

No obstante si el propósito es que se dé apertura a la inversión privada, la ruta apropiada para hacerlo es la EOR, pues el riesgo de ingeniería y geológico que incluye, permite que empresas especializadas (solas o en conjunto) se muestren interesadas en instalarse en el país y contribuyan a la adición de nuevas reservas y su consiguiente incremento de producción. No solamente en Sacha, cuyos resultados productivos en ocho proyectos en ejecución son muy atractivos, y que forman parte de los 184 MMBLS de reservas probadas que PAMEP por EOR ha incorporado en sus campos.

Dichos promisorios resultados y de bajo costo merecen que se optimicen y expandan. Si la empresa pública desprovista de autonomía financiera, no va a contar con el capital que se requiere, la mejor opción consiste en invitar a empresas especializadas en EOR, las que bajo la figura de Participación aplicada a operaciones específicas y volúmenes porosos determinados, hagan las inversiones y efectúen los trabajos requeridos.

Su aplicación demandará que previamente se obtenga un modelo técnico y económico, en el que se demuestre que por los ingresos de la producción incremental, el Estado como mínimo reciba el 50%. Modalidad que puede ampliarse al control de agua y la reapertura de pozos cerrados.

Figura 3. MODELO TÉCNICO

Figura 4. MODELO ECONÓMICO

En este propósito, se recomienda que a continuación del Art. 12-A de la Ley de Hidrocarburos vigente se incluya:

Art. 12-B.- Son contratos de participación para la explotación de hidrocarburos, aquéllos celebrados por el Estado por intermedio de la empresa pública Petroamazonas EP, mediante los que se acuerda con la contratista, el incremento de la explotación de hidrocarburos en las operaciones de producción que requieran de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo, control de agua y reapertura de pozos, realizando por su cuenta y riesgo todas las inversiones, costos y gastos requeridos.

¿En el caso del campo Sacha o de cualquier otro campo de EP Petroecuador es aplicable el Artículo 1 del Decreto 1075 del Presidente de la República?, que en el siguiente párrafo textualmente dice:

“(…) El Directorio podrá ejercer tal atribución, cuando los estudios realizados y remitidos por el ente rector de las finanzas públicas, a más de los informes del Gerente General de la empresa,

justifiquen las operaciones que integren la estructura respectiva consideradas de manera

integral, sean indispensables para generar un beneficio financiero o económico para el Estado

en su conjunto, sin limitarse al rendimiento y utilidad empresarial.”

La respuesta la trae el siguiente apartado del Artículo 315 de la Constitución del 2008 que textualmente establece: (…) “Las empresas públicas (…) funcionarán como sociedades de derecho público, con personalidad jurídica, autonomía financiera, económica, administrativa y de gestión, con altos parámetros de calidad y criterios empresariales, económicos, sociales yambientales. Los excedentes podrán destinarse a la inversión y reinversión en las mismas empresas o sus subsidiarias, relacionadas o asociadas, de carácter público, en niveles que garanticen su desarrollo. Los excedentes que no fueran invertidos o reinvertidos se transferirán al Presupuesto General del Estado. (…)”

Es evidente que el manejo gubernamental de la gestión económica y productiva de la actual EP Petroecuador, le impide que demuestre que efectivamente genere utilidad empresarial y excedentes, ya que los ingresos por la venta del petróleo producido, van directamente al Ministerio de Finanzas. De esta manera, sin la necesidad del Decreto 1075, ya se vienen generando los beneficios económicos para el Estado que establece el Artículo 1 del Decreto 1075.

• REFERENCIAS

• REPORTE PRELIMINAR DE PRODUCCIÓN DIARIA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables del 4 de enero de 2021

• Oficio Nro. MERNNR-MERNNR-2020-1156-OF de fecha 1º de diciembre de 2020

• Decreto Ejecutivo No. 1075 de 23 de junio de 2020

• Informe Anual del Potencial Hidrocarburífero del Ecuador, Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, 2019

• Ecuador: los Ingresos Petroleros a la Baja – la Transición Energética es Ahora, Fernando Reyes Cisneros, CIGMIPA-SIDEN, 2020
  • Indicadores de Gestión 2019 PETROAMZONAS EP

• BP Statistical Review of World Energy, 2019

• Metas cumplidas 2016-2018 PETROAMAZONAS EP

• Evolución Empresarial PETROAMAZONAS EP 2014-2018

• EP Petroecuador Perspecativas del Sector Hidrocarburífero 2018

• Informe de Gestión 2017 de Petroamazonas EP.